TEKNOLOGIAN TUTKIMUSKESKUS VTT OY

Miten sähkömarkkinat toimivat

tulevaisuudessa, jos vaihtelevan

uusiutuvan energian osuus

kasvaa merkittävästi?

Sähkömarkkinat murroksessa – miten

investoinnit rahoitetaan? Seminaari 23.5.

Hannele Holttinen, Johtava tutkija, VTT

224.5.2017 2

Sisältö

Energy only sähkömarkkinoiden kehityssuunnat

Arvioita tulevaisuuden markkinoista 40-60 %

tuuli/aurinkoenergiaosuudella

Mitä tarvitaan jotta energy only markkinamalli toimii

tulevaisuudessa?

324.5.2017 3

Energy only markkinoiden hintojen aleneminen

Ylikapasiteettitilanne: Tuulivoimaa lisää, kysyntä ei kasva

424.5.2017 4

Kohti Euroopanlaajuista markkinaa

524.5.2017 5

Kohti joustavampaa markkinatoimintaa

1 tunti 15 minuutin markkinat

Mahdollisuus osallistua säätömarkkinoille: pienemmät

tarjouskoot, lähempänä

Kuluttajien joustavuus

Uusiutuvat markkinoille (ei Feed-in-Tariff / priority dispatch)

624.5.2017 6

Kohti energy only markkinoiden hintasignaaleja

Scarcity pricing – energiahintojen voimakkaampi vaihtelu

>20 tuntia vuodessa todella korkea hinta esim 10 000 €/MWh

Kompensoimaan sitä että 100-1000 tuntia lähellä nollahintaa

Tuuli- ja aurinkoenergia laskevat markkinahintoja mutta lisäävät

volatiliteettia – huippukulutuksen kapasiteetti silti tärkeä

varmistaa

Tuuli- ja aurinkovoiman vaikutukset kapasiteettiin suuremmat kuin

hintoihin

724.5.2017 7

Tarvitaanko kapasiteettimaksuja?

Miten suunnitella kapasiteettimarkkina niin että ei makseta liikaa,

eikä siitä mitä ei haluta

Ylikapasiteetin poistuminen sallittava – mutta ei liikaa

Laaja markkina-alue – jokaisen maan ei pidä kattaa omaa

tarvettaan 100%

Joustavan kapasiteetin tarve tulevaisuudessa –perusvoimalle ei

ole tilaa jos puolet sähköstä tulee tuuli/aurinkoenergiasta

8824.5.2017

2020

Traditional2050_HeatFlex

Windy2050_HeatFlex

Sunny2050_HeatFlex

Esimerkki markkinahinnoista tulevaisuudessa

30% wind + 10% PV

40% wind + 20% PV

50% wind + 10% PV

www.flexefinalreport.fi

Balmorel (kapasiteetin optimointi) ja

WILMAR (tuntitason simulointi sähkö ja

lampö) Nordic/Baltic/DE,PL

Ei markkinahintaennuste, vaan hintojen

herkkyys eri uusiutuvien määrille

Malli optimoi myös siirtokapasiteetin – 32

GW lisää. Huomattavasti huippuvoimaa

CO2 hintaoletus 29 €/t 2030 ja 49 €/t 2050

Tuuli/aurinko hinnan lasku niin että 40 - 60

% osuus alueelle (base 22%)

Kulutusjoustot/EV/akut eivät mukana

(lämpöpuolen joustavuudet on)

924.5.2017 9

Esimerkki markkinahinnoista tulevaisuudessa

2030 oletus paljon vanhaa

kapasiteettia vielä – 2050

optimointi

Tuuli/aurinkovoimalle

optimoitu kapasiteetti ei

romahduta markkina-

hintoja (case 2050)

Mikäli ei ole yhtään

ylikapasiteettia!

N. Helistö, J. Kiviluoma & H. Holttinen, “Sensitivity of electricity prices in energy-only

markets with large amounts of zero marginal cost generation,” 14th International

Conference on the European Energy Market, EEM 2017, Dresden, Germany, 6-9 June,

2017

1024/05/2017 10

VG share

CO

2price

2030 versus 2050 prices in Germany

Ylikapasiteetti

(2030) laskee

hintoja

CO2 hinta nostaa

hintoja,

enemmän 2030

VG = variable

generation

(tuuli/aurinko)

laskee hintoja

(katkoviivat)

1124.5.2017 11

Esimerkki markkinahinnoista tulevaisuudessa

N. Helistö, J. Kiviluoma & H. Holttinen, “Sensitivity of electricity prices in energy-only

markets with large amounts of zero marginal cost generation”, EEM 2017, Dresden,

Germany, 6-9 June, 2017

Saksa Suomi

1224.5.2017 12

0

1500

3000

4500

6000

7500

9000

0

10

20

30

40

50

60

Win

d p

ow

er c

apac

ity

in F

inla

nd

(M

W)

Inco

me

or

aver

age

elec

tric

ity

pri

ce (

€/M

Wh

)

Total capacity (MW)

Average income (€/MWh)

Average day-ahead electricity price (€/MWh)

Miten tuulivoima saa tuottoa energia-

markkinoilta jos hinnat alhaalla kun tuulee

Hinnan putoaminen

tuulivoimatuottajille

näkyy kun

tuulivoimaa markkina-

alueella >30%

Pohjoismaisen

markkinan vesivoima

auttaa tasaamaan

hintoja

1324.5.2017 13

Mitä tarvitaan jotta energy only markkinamalli

toimii tulevaisuudessa?

Scarcity pricing mekanismi: hyvin korkeita hintoja kun

kapasiteettia tarjolla vähän

Kompensoi alhaisen hinnan jaksoja. Voimalaitokset jotka joustavia

saavat tuloja kattamaan kustannukset.

Laajat markkinat

Tasaavat tuulivoiman vaihteluita, siirtävät aurinkoenergiaa etelästä

pohjoiseen

Säätöä, joustavuutta kaikista lähteistä

Pienet tuottajat, ja kulutus mukaan tarjoamaan säätöä. Varastojen

optimaalinen käyttö. Tuuli- ja aurinkoenergia tarjoamaan säätöä

kun energiaa liikaa tarjolla. Säädöstä lisätulonlähde.

Vaikka kapasiteetista pitäisi jatkossa myös maksaa,

energiamarkkinoiden hintasignaalit tärkeitä saada toimimaan

TEKNOLOGIASTA TULOSTA

24/05/2017 15

North Europe scenarios 2030 and 2050

0 100 200 300 400 500 600

2030

2050

Generation capacity (GW)

Initial Coal etc. Invested Coal

Initial Gas Invested Gas

Initial Nuclear Invested Nuclear

Initial Biomass etc. Invested Biomass

Initial Hydro Invested Hydro

Initial Wind Invested Wind

Initial Solar Invested Solar

Fuel price CO2 content

(EUR/GJ) (kg/GJ)2030 2050

Coal 2.9 - 95Fuel oil 15 - 78Lignite 2.3 - 101Municipal waste 0 0 19Natural gas 9 10 56.9Nuclear 1 1 0Peat 3.5 - 107Shale 1.5 - 106Straw 4.5 4.5 0Wood 5 5 0Wood waste 2.5 2.5 0

60% VG*

40% VG*

*Of annual electricity demand

VG: variable generation (wind & solar)

24/05/2017 16

Impact of more demand (scarcity)

0 100 200 300 400 500 600

2050: 22%

2050: 40%

2050: 60%

Generation capacity (GW)

Initial Gas - CCGT Invested Gas - CCGT

Initial Gas - GT Invested Gas - GT

Initial Gas - ICE Invested Gas - ICE

Initial Nuclear Invested Nuclear

Initial Biomass etc. Invested Biomass

Initial Hydro Invested Hydro

Initial Wind Invested Wind

Initial Solar Invested Solar

Electricity prices with 2050

capacity mix. Values in the

bottom-left corners

represent average

electricity prices

(EUR/MWh).

24/05/2017 17

Balmorel / WILMAR

Advantages:• Combines planning and operations• WILMAR has a relatively accurate description of thermal and hydro power plants,

uncertainty and reserves (stochastic Unit Commitment and Economic Dispatch)• Optimized result based on the input data, estimate on power prices

Constraints:• Heat sector: only district heating and direct electric heating as part of electricity demand• Transport sector: only electric vehicles and SNG in transport (exogenous investments)• No stability constraints in the power grid in these model runs, no internal transmission

bottlenecks, NTCs between price regions

Availability:• Original Balmorel open source and documented (http://eabalmorel.dk/)• Original WILMAR open source and documented (http://wilmar.risoe.dk/)• Lot of modifications to both in-house at VTT. Input data partially confidential

24/05/2017 18

Electricity prices with 2030

capacity mix. Values in the

bottom-left corners

represent average

electricity prices

(EUR/MWh).

VG share

CO

2price

Germany 2030

24/05/2017 19

Germany 2050

VG share

Electricity prices with 2050

capacity mix. Values in the

bottom-left corners

represent average

electricity prices

(EUR/MWh).CO

2price

24/05/2017 20

Impact of biomass price

Germany 2050

Wood price EUR 5/GJ and

EUR 8/GJ

24/05/2017 21

Impact of less base load capacity

2050

Decrease of 20% of new

base load capacity (~1,4%

of demand)

Germany Finland

Southern Norway Central Sweden

24/05/2017 22

Impact of less transmission capacity

Germany Finland

Southern Norway Central Sweden

2050

30 % decrease in new

transmission capacity

24/05/2017 23

Summer situation, a week starting from 5 July

-50

0

50

100

150

200

-50

0

50

100

150

200

Elec

tric

ity

pri

ce (€

/MW

h)

Pro

du

ctio

n (

GW

h/h

)

Summer situation, a week starting from 5/7

Electric Nuclear Municipal waste Biomass Wind Hydro Gas & oil Solar Other Germany

-50

0

50

100

150

200

-50

0

50

100

150

200

Elec

tric

ity

pri

ce (€

/MW

h)

Pro

du

ctio

n (

GW

h/h

)

Summer situation, a week starting from 5/7

Electric Nuclear Municipal waste Biomass Wind Hydro Gas & oil Solar Other Germany

2050: 60% VG

2424.5.2017 24

Hinnat Suomi – 2030 – 2050

N. Helistö, J. Kiviluoma & H. Holttinen, “Sensitivity of electricity prices in energy-only

markets with large amounts of zero marginal cost generation”, EEM 2017, Dresden,

Germany, 6-9 June, 2017